2015-08-14 - PL - SERINUS ENERGY

13 sierpnia 2015 r.
Komunikat
Serinus - wyniki finansowe i operacyjne za II kwartał 2015 r.
Serinus Energy Inc. („Serinus”, „SEN” lub „Spółka”) przedstawia swoje wyniki finansowe oraz
operacyjne za kwartał zakończony 30 czerwca 2015 roku.
Podsumowanie II kwartału
•
Produkcja całkowita przypadająca na udziały operacyjne Spółki (na co składa się produkcja
Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów na Ukrainie) w II kwartale br. wyniosła 3.993 boe/d,
co stanowi 20-proc. obniżenie w stosunku do II kw. 2014 r. oraz 9-proc. spadek w stosunku
do 4.406 boe/d uzyskanych w I kw. 2015 r. Spadek ten wynikał głównie z wyłączenia pola
Sabria na skutek lokalnych protestów. Produkcję na tym polu wznowiono pod koniec lipca,
a poziom wydobycia zbliża się do wartości z okresu przed wyłączeniem, tj. ok. 700 boe/d (dla
udziałów operacyjnych Serinus; 1.550 boe/d brutto).
•
Przychody brutto za II kw. 2015 r. wyniosły 22,3 mln USD i były o 12 proc. niższe w stosunku
do I kw. 2015 r. oraz o 46 proc. wobec II kw. 2014 r. Wyłączenie pola Sabria było głównym
czynnikiem odnotowanego spadku w stosunku do I kw. 2015 r. Niższe ceny surowca na
świecie oraz niższa, na skutek rządowej ingerencji w rynek gazu, produkcja na Ukrainie
również przyczyniły się do słabszego wyniku w stosunku do II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy
SEN przypadło 17,7 mln USD w porównaniu do 32,8 mln USD w ubiegłym roku. Reszta
przychodów przypada na właściciela pozostałych 30 proc. udziałów w KUBGAS Holdings
Limited, nie należących do Serinus. Spółka KUBGAS Holdings posiada 100 proc. udziału
w KUB-Gas LLC („KUB-Gas”), która jest właścicielem 100 proc. koncesji ukraińskich i ich
operatorem.
•
Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy utrzymała się właściwie na niezmienionym
poziomie i wyniosła 11,50 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w II kw. br. w porównaniu
do 11,53 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w I kw. 2015 r. Średnia cena gazu spadła o 9 proc.
w stosunku do I kw. br., a koszty operacyjne wzrosły o 26 proc., ale zostało
to skompensowane przez 18 proc. obniżenie efektywnej stawki opłat koncesyjnych
(ang. royalties), ponieważ okres ulgowej stawki dla odwiertów wykonanych po 1 sierpnia
2014 r. został przywrócony, co w efekcie obniżyło royalties płacone od wydobytego gazu z
odwiertu M-17.
•
Netback dla Tunezji obniżył się z 30,53 USD/boe w I kw. 2015 r. do 24,32 USD/boe w II kw. br.
Wyłączenie pola Sabria spowodowało wzrost kosztów operacyjnych przypadających na boe
o 51 proc., ponieważ wiele z tych kosztów to koszty stałe. Zostało to w części
skompensowane przez nieznaczny wzrost ceny surowców.
Uwaga: Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. podmiotu zależnego KUB-Gas LLC („KUB-Gas”), w którym
Spółka posiada pośrednio 70 proc. udział. O ile nie jest to zaznaczone poprzez użycie sformułowań „przypadające na Serinus”, „netto dla Serinus” , „przypadające na
akcjonariuszy SEN” lub „netto dla SEN WI” (WI=udziały operacyjne), wszystkie wartości i wolumeny odnoszą się do danych skonsolidowanych. Serinus sporządza raporty
w dolarach amerykańskich, wszystkie dane przywoływane – zarówno te w dolarach lub wartości na akcję - wyrażone są w USD, o ile nie zaznaczono inaczej.
•
Środki z działalności operacyjnej w II kw. br. wyniosły 5,2 mln USD i wzrosły o 21 proc.
w stosunku do 4,3 mln USD wygenerowanych w I kw. 2015 r. oraz obniżyły się o 77 proc.
w porównaniu do 22,2 mln USD w II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 4,5 mln
USD. Niższa produkcja i netback zostały z nawiązką skompensowane przez zyski z tytułu
różnic kursowych, wynikające głównie z nieznacznego wzmocnienia kursu UAH względem
USD.
•
Zysk netto za II kw., przed ujęciem różnic kursowych, wyniósł 0,5 mln USD (0,05 mln USD
przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 8,7 mln USD zysku w II kw. 2014 r.
(5,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożyły się na to głównie niższy poziom
produkcji i cen towarów oraz wyższe opłaty koncesyjne.
•
Nakłady inwestycyjne za II kw. 2015 r. wyniosły 3,7 mln USD wobec 16,1 mln USD nakładów
w porównywalnym okresie roku 2014.
Podsumowanie wyników finansowych (w tys. USD, o ile nie zaznaczono inaczej)
Trzy miesiące zakończone 30 czerwca
2015
22 343
2014
41 635
Zmiana
(46%)
Dochód netto (wg Sprawozdania)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
549
$0,01
8 733
$0,11
(94%)
Dochód netto (przypadajacy na Serinus)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
49
$0,00
5 344
$0,07
(99%)
Całkowity przychód
na akcję - podstawowy i rozwodniony
3 483
$0,04
6 737
$0,09
(48%)
Przepływy z działal.operacyjnej (wg Sprawozdania)
na akcję - podstawowe i rozwodnione
5 168
$0,07
20 840
$0,27
(75%)
$4 489
$0,06
$15 778
0,20
(72%)
3 686
16 059
(77%)
Średnia produkcja (netto dla Serinus)
Ropa naft.
(Bbl/d)
Gaz
(Mcf/d)
Kondensat
(Bbl/d)
BOE
(boe/d)
951
17 870
64
3 993
982
23 293
101
4 965
(3%)
(23%)
(37%)
(20%)
Średnia cena sprzedaży
Ropa naft.
Gaz
Kondensat
BOE
$63,48
$7,34
$43,59
$48,67
$108,13
$10,56
$77,79
$76,72
30 czerwca
2015
12 484
(7 865)
44 947
2014
15 719
(11 727)
15 413
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu
Przepływy z działal.operacyjnej (przypadające na Serinus)
na akcję - podstawowe i rozwodnione
Nakłady inwestycyjne
(USD/Bbl)
(USD/Mcf)
(USD/Bbl)
(USD//boe)
Środki pienięże i inne aktywa pieniężne
Kapitał obrotowy
Długoterminowe zobowiazania z tyt.kredytu
Liczba akcji
Na koniec okresu
Średnio w okresie (podstawowa)
Średnio w okresie (rozwodniona)
*
78 629 941
78 629 941
78 629 941
78 629 941
78 629 941
78 629 941
Przepływy środków z działalności operacyjnej są miarą niewystępującą w MSSF.
Więcej informacji na temat miar niewystępujących w MSSF zawiera Sprawozdanie
kierownictwa z działalności (ang. Management’s Discussion and Analysis).
Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja
Produkcja i ceny w II kwartale zostały przedstawione w podziale jak następuje:
II kw. 2015 - produkcja
Ukraina
Ropa
Gaz
Ciecze
Boe
1.
2.
(bbl/d)
(Mcf/d)
(bbl/d)
(boe/d)
2
16.339
64
2.787
Tunezja
1
II kw. 2015 - ceny surowców
Razem
951
1.531
1.206
951
17.870
64
3.993
(USD/bbl)
(USD/Mcf)
(USD/bbl)
(USD/boe)
Ukraina
Tunezja
Razem
$7,14
$43,59
$42,86
$63,48
$9,50
$62,12
$63,48
$7,34
$43,77
$48,67
Liczby mogą się nie sumować ze względu na zaokrąglenia
Wartości ukraińskie podane dla 70 proc. udziału Serinus
Uwaga dot. nazw: odwierty z ukraińskich aktywów Spółki nazywane są od pierwszej litery pola (w języku angielskim) z dodanym
numerem odwiertu. Dla odwiertów na polach Olgowskoje, Makiejewskoje, Wiergunskoje, Krutogorowskoje, Północne
Makiejewskoje i Zachodnie Olgowskoje stosowane jest odpowiednio oznaczenie „O”, „M”, „V”, „K”, „NM” i „WO”. Na przykład
odwiert Makiejewskoje-17 w dalszej części niniejszego komunikatu występuje jako M-17.
•
Produkcja w II kw. 2015 r. wyniosła 3.993 boe/d i była niższa o 9 proc. w stosunku
do produkcji I kw. br. (4.406 boe/d). Na produkcję w Tunezji negatywny wpływ miało
wyłączenie pola Sabria pod koniec maja. Produkcja gazu na Ukrainie utrzymuje się
na poziomie porównywalnym z I kw. 2015 r. i nadal odczuwa rozciągnięte w czasie
konsekwencje wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia, które zastrzegało
znaczną część rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna
Naftogaz (“Naftogaz”). Chociaż regulacje te zostały uchylone przez ukraiński sąd i po dwóch
apelacjach, 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości,
to odbudowa rynku przebiega powoli. Kierownictwo szacuje, że wielkość sprzedaży
na Ukrainie była o ok. 2 MMcf/d (1,4 MMcf/d dla SEN WI) poniżej mocy produkcyjnych.
•
Całkowita produkcja w Tunezji za II kw. 2015 r. wyniosła 1.206 boe/d i była o 24 proc. niższa
od uzyskanych 1.579 boe/d w I kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 951 bbl/d, a gazu
1,5 MMcf/d. Głównym powodem tego spadku było wyłączenie pola Sabria.
•
Winstar Satu Mare S.A. („Winstar”) - spółka zależna Serinus (całkowicie), otrzymała 3-letnie
przedłużenie okresu poszukiwawczego dla Koncesji Satu Mare („Satu Mare”), zlokalizowanej
w północno-zachodniej Rumunii. Zgodnie z warunkami przedłużenia, zobowiązania do prac
obejmują wykonanie dwóch odwiertów oraz – do wyboru przez Spółkę – pozyskanie nowych
2
danych sejsmicznych 3D dla 120 km lub wykonanie trzeciego odwiertu. Dwa odwierty muszą
być wykonane odpowiednio na głębokość co najmniej 1.500 i 2.000 metrów, a w przypadku
zdecydowania się na trzeci, ma on mieć głębokość 2.500 m. Przedłużenie uzyskało zgodę
Narodowej Agencji Zasobów Mineralnych (National Agency for Mineral Development –
„NAMR’) i podlega ratyfikacji przez kilka ministerstw.
•
Winstar posiada obecnie 60 proc. udziałów operacyjnych w Satu Mare. Właściciel pozostałych
40 proc., zakomunikował, że zgodnie z zapisami umowy operacyjnej zamierza się wycofać się
z Satu Mare i przenieść na Spółkę swój udział w umowie koncesji. Zgodnie z postanowieniami
wspólnej umowy operacyjnej, drugi właściciel udziałów zawarł umowę, która między innymi
stanowi, że 40 proc. udział będzie trzymany w zarządzie powierniczym na rzecz Winstar
do czasu, aż będzie możliwe formalne przeniesienie tych udziałów do Winstar, co daje Spółce
efektywny 100 proc. udział operacyjny.
•
W kwietniu br. odwiert Moftinu-1001 w Rumunii uzyskał w testach maksymalny poziom
przypływu wynoszący 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły
tylko śladowe ilości wody. Kierownictwo szacuje, że odkrycie to zawiera 18 Bcf (dla P50)
zasobów nadających się do wydobycia.
•
Testy
odwiertu
Moftinu-1002bis
wykazały
formację
o
ograniczonych
własnościach
zbiornikowych (typu tight) i jej uszkodzenie. Współgra to z zaobserwowaną na pomiarach
niższą porowatością i jednocześnie zastosowaniem cięższej płuczki, w celu kontrolowania
wypłukiwania i obsypywania się otworu w trakcie prac wiertniczych. W odwiercie przez
30 minut utrzymywał się przypływ średnio na poziomie ok. 2,8 MMcf/d, po czym w trakcie
następnych dwóch godzin obniżył się do 245 Mcf/d. Mimo niezadawalającej jakości danych,
Moftinu-1002bis potwierdza istnienie ruchomych węglowodorów w czterech testowanych
piaskowcach z miocenu. Spółka szacuje, że opróbowane strefy zawierają 27 Bcf (dla P50)
zasobów geologicznych gazu, aczkolwiek ostatecznie współczynnik wydobycia będzie zależał
od dobrania odpowiednich parametrów wiercenia i uzbrojenia umożliwiających komercyjny
poziom wydobycia.
•
Wydobycie z odwiertu Winstar-13 („WIN-13”) rozpoczęło się 28 kwietnia br. Poziom produkcji
oscylował w przedziale od 170 do 235 boe/d do chwili zamknięcia pola Sabria na końcu maja.
Teraz, gdy produkcja została wznowiona, Spółka zamierza zebrać dodatkowe dane
produkcyjne i dotyczące ciśnienia z odwiertu WIN-13 i - o ile wyniki wskażą na taką potrzebę –
zainicjować program zaradczy.
•
Odwiert M-22 na Ukrainie został zawieszony i dodany do listy odwiertów do szczelinowania
(patrz poniżej: Dalsze działania - Ukraina). Strefy S13, S13a i S13b są niekomercyjne mimo,
że w badaniach dawały pierwotnie obiecujące wskazania. Strefa S6 odbudowała ciśnienie
po perforacji, lecz pozyskano z niej zbyt małe ilości gazu do przeprowadzenia pomiarów.
Odwiert
zawieszono,
uprzednio
wykonując
uzbrojenie
napowierzchniowe
i
wgłębne
do szczelinowania. Jeśli działania przyniosą pozytywne rezultaty, odwiert M-22 będzie
kwalifikował się w ramach obecnie obowiązującego systemu opłat royalty (patrz także: Zmiany
w ukraińskim prawie) do stosowania obniżonej 30,25 proc. stawki opłat koncesyjnych
(ang. royalty) przez pierwsze dwa lata produkcji.
•
Urządzenie do rekonstrukcji odwiertów zostało w lipcu przeniesione na miejsce wykonanego
w 2013 r. odwiertu NM-3, który natrafił na małe ilości ropy w formacji z okresu wizenu.
Dokonano dodatkowej perforacji szerszego interwału, jednak nie uzyskano żadnych oznak
węglowodorów. Kierownictwo uznaje, że te działania stanowią wypełnienie zobowiązań
do prac, wymaganych do utrzymania koncesji Północne Makiejewskoje, a pracownicy
KUB-Gasu rozpoczęli proces ubiegania się o przedłużenie koncesji.
Zmiany w ukraińskim prawie
Chociaż zostały uchylone przez sądy ukraińskie trzy rozporządzenia uchwalone w listopadzie 2014 r.,
które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu,
wyłącznie od spółki Naftogaz, to rynek wciąż odczuwa ich skutki. Wobec niedostępności znacznej
części rynku gazu, wzrosła wśród prywatnych producentów konkurencja o pozostałych, nielicznych
wiarygodnych klientów, co wpłynęło zarówno na ceny jaki i poziom sprzedaży. Kierownictwo szacuje,
że całkowita sprzedaż KUB-Gasu była w II kwartale o ok. 2 MMcf/d poniżej mocy produkcyjnych tej
spółki. Cena Limitowana (tj. maksymalna cena po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom
przemysłowym) za II kw. br. wyniosła 6.870 UAH/Mcm (ok. 8,92 USD/Mcf), jednak zaostrzona
konkurencja spowodowała, że cena zrealizowana wyniosła 7,14 USD/Mcf. Ponieważ opłaty
koncesyjne są obliczane na bazie Ceny Limitowanej a nie tej uzyskanej, więc efektywne stawki royalty
były wyższe niż ogłoszone stawki nominalne.
Od 1 stycznia br. rząd ukraiński wprowadził na stałe stawki opłat koncesyjnych na poziomie 55 proc.
i 45 proc. odpowiednio dla gazu i ropy, a także usunął zapis o „obniżonym współczynniku”
dla odwiertów, które rozpoczęły produkcję po 1 sierpnia 2014 r., pozwalającym obniżyć stawkę royalty
dla produkcji gazu z nowych odwiertów do poziomu 30,25 proc. przez okres dwóch lat od rozpoczęcia
wydobycia. 3 marca 2015 r. uchwalono przywrócenie okresu ulgowej stawki z dniem 1 kwietnia
2015 r., więc wykonany przez KUB-Gas odwiert M-17 został zaklasyfikowany do niższej stawki. Dzięki
zmianie stawki, której podlegał odwiert M-17 oraz biorąc pod uwagę opisaną powyżej różnicę między
Ceną
Limitowaną
a
ceną
zrealizowaną,
efektywna
całkowita
stawka
opłat
koncesyjnych
w II kw. 2015 r. wyniosła 57,4 proc., co oznacza jej obniżenie w stosunku do 63,9 proc. w I kw. br.
Narodowy Bank Ukrainy poinformował 4 czerwca br., że ograniczenia dotyczące transakcji
walutowych, które zostały wprowadzone po raz pierwszy we wrześniu 2014 r. (a potem okres ich
obowiązywania był sukcesywnie przedłużany) zostały przedłużone do 3 września 2015 r.
Dalsze działania
Średnia dzienna produkcja (SEN WI) od początku III kw. do chwili obecnej wynosi ok. 3.970 boe/d
(966 bbl/d - ropa , 17,7 MMcf/d - gaz, 55 bbl/d - ciecze). Od momentu wznowienia produkcji na polu
Sabria pod koniec lipca, wydobycie wyniosło 4.392 boe/d (1.240 bbl/d - ropa , 18,6 MMcf/d - gaz,
57 bbl/d - ciecze).
Ukraina
Cena Limitowana na sierpień, po której na Ukrainie można sprzedawać gaz odbiorcom
przemysłowym, wynosi 6.600 UAH
za Mcm. Przy obecnym
kursie wymiany wynoszącym
21,45 UAH/USD stanowi to równowartość 8,67 USD/Mcf. Cena uzyskiwana przez KUB-Gas jest
15-20 proc. niższa ze względu na marżę zysku pośredników sprzedaży gazu oraz ze względu
na odczuwane jeszcze skutki wcześniejszych ograniczeń rynku.
Spółka rozważa szczelinowanie hydrauliczne dla odwiertów O-11, O-15 oraz M-22. O ile zostanie
to zaakceptowane, projekt ten będzie realizowany jesienią br.
Zainstalowano i uruchomiono sprężarki na polu Olgowskoje w celu rozwiązania kwestii punktu rosy
sprzedawanego gazu. Poziom produkcji nadal ogranicza sytuacja na rynku, ale gdy popyt się
odbuduje, sprężarki dodadzą – wg szacunków Kierownictwa - ok. 2 MMcf/d (brutto) przepustowości.
Tunezja
Po okresie zamknięcia wszystkie odwierty na polu Sabria wznowiły produkcję.
Rumunia
Spółka obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i rozpoczęła wstępne projektowanie
niezbędnej infrastruktury naziemnej do zagospodarowania odkrycia gazu Moftinu-1001. Ponieważ
wymagane są rozmaite pozwolenia i zgody, jak również pozyskanie finansowania dla projektu,
to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016, a komercyjna
produkcja – na początku 2017 r. Zagospodarowanie tego odkrycia obejmować będzie wykonanie
do trzech dodatkowych odwiertów oraz instalacji naziemnych, a kosztować będzie ok. 16 mln USD.
Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad rozszerzeniem inwentarza
obiektów poszukiwawczych w ramach tej koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D
i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych
i potencjalnie poszukiwawczych, zawierających 59,7 MMboe (według szacunków Spółki) obarczonych
ryzykiem (w klasyfikacji P) perspektywicznych zasobów. Program poszukiwawczy będzie obejmował
wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D na obszarach Berveni i Madaras – oba rejony są opisane
w ostatniej prezentacji korporacyjnej Serinus, dostępnej na stronie: www.serinusenergy.com.
W zależności od wyników badań sejsmicznych, dalszych analiz technicznych i możliwości pozyskania
finansowania, Serinus przewiduje, że testy tych obiektów poszukiwawczych będą prowadzone w ciągu
następnych kilku lat.
Dokumenty uzupełniające
Pełny tekst „Sprawozdania kierownictwa z działalności” (ang. Management Discussion and Analysis
„MD&A”) oraz „Sprawozdania finansowego” zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie
www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI
i będą także dostępne na stronie www.serinusenergy.com.
Użyte skróty
bbl
boe
Mcf
MMcf
Mcfe
MMcfe
Mboe
MMboe
UAH
CAD
baryłka (baryłki)
baryłka ekwiwalentu ropy naftowej
tys. stóp sześciennych
mln stóp sześciennych
tys. stóp sześciennych ekwiwalentu
mln stóp sześciennych ekwiwalentu
tys. boe
mln boe
Hrywna ukraińska
Dolar kanadyjski
bbl/d
boe/d
Mcf/d
MMcf/d
Mcfe/d
MMcfe/d
Bcf
Mcm
USD
baryłka (baryłki) dziennie
baryłki ekwiwalentu ropy dziennie
tys. stóp sześciennych dziennie
mln stóp sześciennych dziennie
tys. stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mln stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mld stóp sześciennych
tys. metrów sześciennych
Dolar amerykański
Uwaga
Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik
konwersji boe, gdzie 6 Mcf gazu odpowiada ekwiwalentowi jednej baryłki ropy naftowej, wynika
z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych z pomiarów uzyskanych
na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy.
Wyniki testów mogą nie odzwierciedlać rzeczywistych długoterminowych wyników produkcji
i ostatecznych odkryć. Dane z testów zawarte w niniejszym dokumencie uważa się za wstępne, dopóki
nie zostaną wykonane ostateczne analizy ciśnienia przepływu.
O Serinus
Serinus to międzynarodowa spółka działająca w sektorze poszukiwania i wydobycia ropy naftowej
oraz gazu. Posiada portfolio projektów na Ukrainie, w Tunezji oraz Rumunii i jest ich operatorem.
Więcej informacji można uzyskać odwiedzając witrynę internetową Serinus (www.serinusenergy.com)
lub kontaktując się z:
Serinus Energy Inc. – Kanada
Norman W. Holton
Wiceprzewodniczący
Rady Dyrektorów
tel.: +1 403 264 8877
[email protected]
Serinus Energy Inc. – Kanada
Gregory M. Chornoboy
Dyrektor ds. Rynków Kapitałowych
i Rozwoju Korporacyjnego
tel: +1 403 264 8877
[email protected]
Serinus Energy Inc. – Oddział w Polsce
Jakub J. Korczak
Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich,
Dyrektor Operacji w Europie
Środkowo-Wschodniej
tel.: +48 22 414 21 00
[email protected]
Tłumaczenie: Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji powstałej oryginalnie w języku angielskim.
Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements):
Niniejsza informacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłych zdarzeń, prezentowane z perspektywy dnia publikacji
niniejszej informacji, odnoszące się do przyszłych działań, które nie stanowią lub nie mogą stanowić danych
historycznych. Mimo że Spółka uznaje założenia zawarte w stwierdzeniach dotyczących przyszłości za racjonalne,
potencjalne wyniki sugerowane w powyższych stwierdzeniach odznaczają się znacznym poziomem ryzyka
i niepewności, i nie można stwierdzić, że faktyczne rezultaty okażą się zgodne z powyższymi stwierdzeniami
dotyczącymi przyszłości. Do czynników, które mogą uniemożliwić bądź utrudnić ukończenie spodziewanych działań
Spółki, zaliczają się: prawdopodobieństwo wystąpienia problemów technicznych i mechanicznych w trakcie realizacji
projektów, zmiany cen produktów, nieuzyskanie wymaganych prawem zgód, sytuacja finansowa na rynku lokalnym
i międzynarodowym, jak również ryzyka związane z ropą naftową i gazem, ryzyka finansowe, polityczne
i gospodarcze występujące na obszarach działania Spółki oraz wszelkie inne ryzyka nieprzewidziane przez Spółkę
albo nieujawnione w dokumentach przez nią opublikowanych. Ze względu na fakt, że stwierdzenia dotyczące
przyszłości odnoszą się do przyszłych wydarzeń i uwarunkowań, z natury odznaczają się one z ryzykiem
i niepewnością, a faktyczne rezultaty mogą się znacznie różnić od informacji zawartych w niniejszych stwierdzeniach
dotyczących przyszłości. Spółka nie jest zobowiązana do aktualizacji lub korekty stwierdzeń dotyczących przyszłości
zawartych w niniejszej informacji, tak żeby uwzględniały wydarzenia lub okoliczności, które nastąpiły po publikacji
niniejszej informacji, chyba że jest to wymagane przepisami prawa.